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miércoles, 16 de abril de 2025

En un año más, Bolivia producirá el 80% del diésel que consume, según Arce

 Durante los actos de festejo por los 208 años de la Batalla de La Tablada, en Tarija, el presidente del Estado, Luis Arce, anunció que el próximo año Bolivia producirá el 80% del diésel que consume, gracias a los proyectos de exploración de nuevos reservorios, como Mayaya, y la producción de biodiésel.

“A partir del 2026 Bolivia va a producir con materia prima nacional el 80% del diésel que hoy consumimos”, aseguró el mandatario y explicó que este objetivo se cumplirá con las dos plantas de biodiésel, una ya operando en Santa Cruz, la planta HVO (aceite vegetal hidrotratado) y la producción del pozo Mayaya XI.

“Ahí ya vamos a solucionar (el abastecimiento de carburantes en el país). ¿Quién está dando la solución a ese problema estructural? El Gobierno nacional, nosotros estamos dando la solución estructural”, destacó en El Puente, Tarija.

Es la segunda vez, en menos de un mes, que Arce anuncia la producción del 80% del diésel que se consumirá en Bolivia. En el aniversario de la Federación Departamental de Cooperativas Mineras (Fedecomin) de Santa Cruz, el presidente afirmó que la actual escasez se trata de algo temporal, pues para 2026 el país producirá el 80% del diésel de la demanda nacional.

Durante el acto en El Puente, explicó que el desabastecimiento de combustibles se dio porque no se cuidó la nacionalización de los hidrocarburos (2006) con una mayor inversión en la exploración de nuevos reservorios para remplazar el gas que cada año se consumía.

El presidente de YPFB, Armin Dorgathen, también anunció en mayo del año pasado que la estatal petrolera perfila producir el 80% de diésel con exploración, producción de crudo nacional e industrialización con sustitución de importaciones.

Arce aseguró que Mayaya entrará en operación en 2026 y Bolivia retornará a “esos momentos en que teníamos harto combustible y gas que nos generaban exportaciones y dólares".

En marzo de 2024 se puso en marcha de la Planta de Biodiésel I en Santa Cruz, a la que se sumará este mes la segunda planta que se construye en la ciudad de El Alto, La Paz. “Ya tenemos una planta en Santa Cruz que produce biodiésel a partir del aceite. Hay otra que este mes vamos a inaugurar también con YPFB en la ciudad de El Alto. Ya son dos plantas. Y viene en camino una más grande, una planta con una tecnología nueva, con HVO”, explicó.

“Hoy importamos el 90% del consumo interno de diésel. Solo podemos producir 10%. Ahí tienen el problema. ¿Cómo no va a haber desabastecimiento si no hay dólares para comprar, dólares que están congelados en la Asamblea? como lo mencionaba nuestra hermana alcaldesa que conoce, y todos los alcaldes conocen que hay un problema serio en la Asamblea de no aprobar los créditos y por lo tanto no entran dólares y por lo tanto no se puede garantizar el abastecimiento de combustible”, argumentó el jefe de Estado.


viernes, 1 de noviembre de 2024

YPFB anuncia exitoso fin de la perforación del pozo Mayaya Centro X1; experto afirma que se encontró agua

 La estatal petrolera, YPFB, anunció este jueves que las operaciones de perforación y pruebas de formación del pozo Mayaya Centro - X1 han finalizado con éxito, catalogando el pozo como “descubridor” de un nuevo campo (B-3), y se ha procedido a la desmovilización del equipo para dar paso a la terminación del pozo y las gestiones para la Declaratoria de Comercialidad respectiva.

Le empresa salió al paso de las declaraciones del exdirigente cívico, y experto en hidrocarburos, Fernando “Látigo” Rodríguez, quien afirmó a EL DEBER que cuenta con información que confirma que la perforación concluyó en los 6.200 metros de profundidad y que solo se encontró agua.

“Primero salió gas, salió bastante gas, y salió algo de condensado. Y hasta le puedo contar, como anécdota, que le han pagado dos regalías a La Paz por ese condensado (…), Pero luego, cuando ya han bajado tubería para hacer la prueba DST, y han hecho la prueba, les han dado agua. Parece que han dañado el reservorio”, dijo Rodríguez, al mencionar que cuenta con todas las pruebas técnicas, pero que no se han oficializado.

Por su parte, YPFB explicó que, del 24 de febrero al 15 de octubre de 2024, se realizaron las pruebas de formación, con resultados positivos en dos formaciones, probando una producción de gas con condensado asociado de 52,8°API, en la Formación Tomachi y producción de gas con condensado asociado de 54,6°API, en la Formación Copacabana.

“Este pozo inició operaciones en noviembre del 2022 alcanzando una profundidad de 6.000 metros y está ubicado en el Departamento La Paz, Provincia Caranavi, dentro del Área Reservada a favor de YPFB, denominada Lliquimuni. El objetivo fundamental de este pozo, que inició como pozo de investigación estratigráfica, fue ampliar la frontera exploratoria, sobre todo en provincias geológicas No Tradicionales, como el Subandino Norte de Bolivia”, aseguraron desde la empresa en un comunicado dirigido a esta casa periodística.

Según Ramírez, quien también es ingeniero químico y exfuncionario de YPFB, “la prueba más interesante” se realizó en la Formación Copacabana, entre 400 y 4.600 metros de profundidad, donde se han producido unos 4 millones de pies cúbicos (MMpc) de gas y 39 barriles de condensado. “Eso es 50 veces menos que un pozo de Margarita Huacaya”, resaltó.

En ese sentido, manifestó que Mayaya Centro X1 no es un pozo comercial para hacer ninguna inversión “y menos en una zona no tradicional, donde la logística, los ductos no están a la mano, no hay plantas, hay que construir todo eso (…). El pozo, en realidad, es un pozo estratigráfico, es un pozo exploratorio, y creo que ha cumplido su función investigando las diferentes formaciones y no se descarta, a futuro poder hacer tal vez un par de pozos más en la zona, que dudo que por la crisis económica, por la logística y por el lugar donde están estos pozos de La Paz, se haga en los próximos años”, concluyó.

Marcha hacia el norte paceño

En distintas ocasiones, el Presidente Luis Arce puso como punto de referencia el pozo Mayaya Centro X1, para la “marcha hacia el norte paceño”, donde estarían centradas las esperanzas para la generación de recursos económicos para el departamento de La Paz.

“Hoy hemos sido relegados a la segunda economía del país, pero con la marcha al norte claramente vamos a recuperar, con el pozo (petrolero) de Mayaya vamos a recuperar el sitial y seremos nuevamente la primera economía departamental del país”, aseguró Arce en días pasados.

YPFB destacó en julio que el hallazgo representa un potencial reserva de 1,7 TCF (trillones de pies cúbicos de gas) y un paso crucial hacia la exploración y desarrollo continuo de la cuenca del Subandino Norte, que abarca los departamentos de La Paz, Beni y Pando.

YPFB anuncia exitoso fin de la perforación del pozo Mayaya Centro X1; experto afirma que se encontró agua

domingo, 22 de septiembre de 2024

Arce destaca inversión de Bs 417 millones en perforación de pozo Charagua-X1 y asegura que “se están corrigiendo los errores del pasado”

 El operador del proyecto, YPF E&P Bolivia, visualiza un volumen recuperable de 1,7 trillones de pies cúbicos de gas natural para el prospecto Charagua.

Las empresas YPF E&P Bolivia S.A. (subsidiaria de YPF Argentina), y YPFB Chaco S.A. (subsidiaria de YPFB), invierten aproximadamente Bs 417 millones en la perforación del pozo exploratorio Charagua-X1 (CHA-X1). El Presidente Luis Arce realizó una inspección al pozo este sábado y dijo que se “está corrigiendo los errores del pasado”.

“Hoy el gobierno nacional está corrigiendo los errores del pasado (…). Vamos a hacer una inversión importante: son Bs 417 millones que se van a ejecutar en este pozo exploratorio. Hoy iniciamos la entrega de obras en el departamento de Santa Cruz con motivo de su próximo aniversario”, destacó el mandatario.

El operador del proyecto, YPF E&P Bolivia, visualiza un volumen recuperable de 1,7 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas natural para el prospecto Charagua.

“Recientemente finalizó la etapa de DTM (Desmontaje, Traslado y Montaje) del equipo de perforación. El pozo CHA-X1 tiene por objetivo evaluar el potencial hidrocarburífero de las formaciones Santa Rosa e Icla Medio”, manifestó Armin Dorgathen Tapia, presidente de YPFB.

Se tiene previsto que el pozo alcance una profundidad de 5.200 metros en el segundo semestre de 2025. No se descarta atravesar niveles en la formación Huamampampa, los que podrían constituir un objetivo exploratorio secundario.

El proyecto exploratorio se encuentra en el municipio Charagua, perteneciente a la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. "La inversión programada impulsará el desarrollo económico en esa región del país y generará empleos directos e indirectos", destacó YPFB en un comunicado.

Dorgathen mencionó que, previamente, se efectuaron una serie de trabajos exploratorios, con el objeto de determinar el potencial prospectivo del área y definir el proyecto exploratorio. El prospecto CHA-X1 está incluido en el Plan de Reactivación del Upstream (PRU) que encara el Gobierno Nacional y su brazo operativo YPFB.

YPF E&E Sucursal Bolivia S.A. (YPF) tiene a cargo el Contrato de Servicios Petroleros del Área de exploración Charagua desde el 26 de julio 2017, con un plazo para realizar actividades de exploración de siete años correspondiente al Período Inicial de Exploración.

El Área Charagua, reservada a favor de YPFB, se encuentra ubicada en Zona Tradicional Hidrocarburífera en el sector central del Subandino Sur. Esta área posee una superficie de 39,7 parcelas.

El proyecto CHA-X1 es el resultado de Sísmica 2D Charagua adquirida por YPF en la gestión 2019. La expectativa es descubrir un yacimiento productor de gas de dimensiones importantes, lo que significaría un incremento de las reservas de gas de Bolivia. 

Una vez determinadas las características del prospecto y su potencial productivo, se definirá un plan de explotación que incluye la perforación de pozos delineadores, pozos de desarrollo e instalación de facilidades de producción.


domingo, 21 de julio de 2024

Arce: Mayaya generará beneficios en dos años

 Por el descubrimiento del megacampo hidrocarburífero Mayaya X1 en el norte de La Paz, en un par de años el departamento recibirá los beneficios económicos con regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que “van a superar las expectativas” y generar mejores condiciones de desarrollo económico y social, aseguró el presidente Luis Arce.

“La Paz será productor de hidrocarburos, y eso va a repercutir en regalías para el departamento con la que no contaba porque no era productor. Municipios y universidades públicas tendrán un mejoramiento sustancial de las cifras del IDH. Es decir, gradualmente, de aquí a un par de años, los ingresos que va a tener Bolivia y La Paz, sobre todo, van a superar las expectativas”, proyectó.

Arce habló del descubrimiento del magacampo en Viacha, vecina de El Alto, donde entregó 84 viviendas sociales a igual número de beneficiarios de escasos recursos económicos.

El hallazgo representa una potencial de reserva de 1,7 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés) de gas y un paso crucial hacia la exploración y desarrollo continuo de la cuenca del Subandino Norte, que abarca los departamentos de La Paz, Beni y Pando.

El descubrimiento no solo implica un avance en términos de reposición de reservas, sino que también proyecta un impacto económico positivo estimado en alrededor de unos $us 6.000 millones.

Debido al declive de la producción de hidrocarburos redujeron los ingresos por IDH para los municipios y universidades, pero se puso en marcha un ambicioso plan de exploración que empieza a dar resultados y proyectar importantes ingresos económicos.

El proyecto contempla el desarrollo inicial de tres pozos más y la construcción del ducto de interconexión para la producción de hasta 10 millones de metros cúbicos por día (mmcd) de gas y de 500 a 1.000 barriles por día, que representan ingresos de $us 6.800 millones para la población en la vida total de este proyecto.

El pozo Mayaya pudo perforarse en 2014, pero Pdvsa optó por Lliquimuni

 

El “megacampo” hidrocarburífero del norte de La Paz pudo ser descubierto hace 10 años si el operador petrolero de entonces optaba por perforar el pozo Mayaya X-1 en lugar del Lliquimuni X-1, afirma Luis Constantini uno de los geólogos que participó en los estudios y análisis previos a los trabajos de exploración iniciados a fines de 2008.

El martes último, el presidente del Estado anunció el hallazgo de un reservorio de gas y petróleo en el municipio de Alto Beni, norte de La Paz, en el área colindante con el departamento del Beni.

Es un descubrimiento que, según dijo el jefe del Estado, además de otras autoridades, inaugura una nueva era en la historia de la explotación de hidrocarburos en Bolivia. Es así porque se produce en el área denominada Subandino Norte, donde hasta hace un mes no se habían encontrado reservas petroleras, aunque entre 2000 y 2001, ya se evidenciaron indicios de su existencia.

Pozo seco

El sitio del reciente hallazgo está en el área denominada Lliquimuni, donde hace 16 años YPFB – Petroandina SAM inició trabajos de exploración petrolera.

Esa empresa binacional fue conformada en 2007 mediante una sociedad entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, con una participación del 60%, y Petróleos de Venezuela S.A (Pdvsa) con el 40%.

 “Es una historia que empieza allá por el 2008-2009 con la empresa YPFB – Petroandina SAM”, cuenta Luis Constatini a Los Tiempos, en una entrevista telefónica desde Buenos Aires.

“Yo trabajaba con Beicip-Franlab, consultora del Instituto Francés del Petróleo. Me convocaron a trabajar para Petroandina SAM por mi experiencia en el noroeste argentino y Bolivia donde la problemática petrolera es similar.

En ese tiempo se empezaron a hacer los primeros estudios, relevando toda la abundante información que ya tenía YPFB sobre el área de concesión de Lliquimuni, donde está Mayaya.

Se contrató una empresa especializada para hacer relevamiento de mapas y adquirir datos nuevos que se necesitaban, se hizo un programa sísmico, una registración sísmica. Y ahí visualizamos la zona de Mayaya como la de mayor interés, pero la gente de Pdvsa que operaba el área, la gerencia de Pdvsa, no lo aceptó porque era un paradigma diferente para ellos.

Y fue así que Pdvsa terminó optando por perforar el pozo Lliquimuni Centro, y fue un fracaso porque no era la mejor opción”, refiere Constantini.

Mayaya

El geólogo —nativo de Las Breñas, Provincia del Chaco, Argentina, como pide que se lo mencione— prosigue su testimonio relatando que “después de que Petroandina se fue del área, entre 2015 y mediados de 2018, Beicip-Franlab ganó una licitación internacional de YPFB Corporación. Y entre las áreas que teníamos que evaluar con Beicip-Franlab y el equipo de YPFB estaba Lliquimuni.

Y ahí fue que, con el jefe de Beicip planteamos a la gerencia de YPFB que, en lugar de hacer un trabajo regional, que era lo que estaba pactado en el contrato, debíamos hacer un trabajo ya final y proponer un pozo. Porque era la mejor opción para definir si el Subandino Norte tenía chances hidrocarburíferas y podíamos llegar a incorporar a Bolivia una nueva cuenca o provincia geológica como productora de hidrocarburos.

La gerencia de YPFB (de ese entonces) y todo el equipo de exploración estuvieron muy conformes con la idea y trabajamos juntos el proyecto. Y en diciembre de 2017 entregamos lista la propuesta geológica, el diseño de toda la estructura de Mayaya. Luego venía la verdad, que es cuando se perfora.

En 2021 los colegas de YPFB impulsaron el proyecto se logró su aprobación y la petrolera boliviana perforó el  pozo Mayaya Centro X-1 a partir del 2022”.

El campo Mayaya podrá ser productivo en un tiempo que puede ser de tres o siete años,  según quien hace la estimación. Pero el área Lliquimuni ya pudo estar en plena explotación, “el problema fue optar por perforar un pozo que no era la mejor alternativa”, concluye Luis Constatini .

Las experiencias DEL GEÓLOGO LUIS CONSTATINI en su trabajo para petroandina

El pozo Lliquimuni fue la peor opción 

Los que tenían poder de decisión optaron por la opción más arriesgada y menos visible como estructura y prospecto. El riesgo de no hallar hidrocarburos era muy grande y, de hecho, el pozo Lliquimuni Centro no encontró nada.

Técnicos de Pdvsa creían en Mayaya 

Los geólogos e ingenieros de Pdvsa con los que yo interactuaba —incluso muchos de ellos que se formaron en la programación de la geología boliviana conmigo y están trabajando ahora en Bolivia— aceptaron la propuesta de perforar Mayaya y no Lliquimuni, lo querían hacer, pero obviamente para arriba no pasó.

“Una cuestión que me excede” 

Es una cuestión que me excede: en este tipo de trabajos tiene que haber comité técnico entre los operadores, YPFB y el equipo de Pdvsa, pero eso nunca sucedió, o por lo menos yo no participé de un comité técnico. Los comités técnicos, cuando yo participé, fueron con Pdvsa, en Venezuela. 

No se analizaban los avances aquí 

Viajábamos a Venezuela a presentar los avances. Antes de ir a un comité técnico central del operador, en Venezuela, tendrían que haberse realizado debates con los técnicos de YPFB acerca de los avances y proyectos. Pero eso, por lo menos nosotros, o sea yo y el equipo con el que trabajé, nunca lo tuvimos.

Manejo hermético de la información  

Pdvsa manejaba la información sobre el área Lliquimuni casi con hermetismo, o sea, no la participaba completamente con YPFB. Tengo entendido que les pasaban informes, partes, notificaciones, pero no existía comunicación ni actividad técnica fluida entre las empresas socias de Petroandina SAM.

El pozo Mayaya pudo perforarse en 2014, pero Pdvsa optó por Lliquimuni


domingo, 30 de junio de 2019

Caen un 44% los ingresos por gas y baja la producción de Incahuasi

Entre 2014 y 2018 disminuyeron las regalías y recursos por IDH. Además, a días de la ampliación de las operaciones del megacampo cruceño, la extracción de gas bajó de 11 MMm3/d a solo 4,5 MMm3/d



A horas de que se conociera el informe de la calificadora internacional Fitch Ratings, que detectó vulnerabilidad en la economía boliviana, datos del sector hidrocarburífero dan la razón a la firma internacional. De acuerdo con cifras de la Gobernación de Santa Cruz, gestionadas ante entidades del Estado, entre 2014 y 2018 los recursos generados por la exportación de gas cayeron un 44%. En este contexto, el Gobierno departamental reveló también que en menos de 10 días la producción del megacampo Incahuasi cayó un 58,8%.

Justamente, en su informe, la calificadora hace notar que existe incertidumbre en este sector que ha sido el soporte del crecimiento económico del país. Los datos fríos dan cuenta de que los recursos generados por las exportaciones de gas -las regalías y el pago del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)- pasaron de estar en Bs 24.501 millones, en 2014, a Bs 11.028 millones, para 2018. La mayoría de estos recursos van a parar a las entidades subnacionales, como gobernaciones, municipios y universidades.

Fitch revela que la producción de gas cayó un 7% en 2018 y lo ha hecho aún más bruscamente en 2019 hasta ahora (-22% hasta mayo). Al respecto, desde la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) indicaron que el potencial de producción de las plantas se encuentra disponible y asciende a 58 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). “Este volumen permite cubrir la demanda de gas de los mercados de exportación en función a las nominaciones contractuales. En la misma línea, las reservas de gas certificadas de 10,7 TCF permiten tener certidumbre en el corto y mediano plazo. Actualmente, trabajamos para garantizar el largo plazo”, afirmaron.


Sobre la caída de los ingresos por regalías e IDH, en YPFB señalaron que no es tuición de ellos hablar sobre el tema. Sin embargo, mencionaron que en cuanto a los precios internacionales, pueden indicar que el valor del gas a Brasil en el primer trimestre de 2014 fue de $us 8,75 el millón de BTU, mientras que en el primer trimestre de 2019 el precio fue de $us 5,5 el millón de BTU. La estatal explicó que el gas natural es un commodity y que en el caso de Brasil, depende de los precios de una canasta de fuels.

Con relación a la renta petrolera de Santa Cruz, desde la Gobernación indicaron que desde 2014 cayeron de Bs 1.141 millones a Bs 785 millones en 2018.

A decir de Bernardo Prado, experto en hidrocarburos, la caída en los ingresos está directamente vinculada a la disminución de volúmenes de producción y a los bajos precios internacionales, situación que considera se va a mantener por un periodo más.

En ese sentido, consideró que se debe reactivar la actividad exploratoria y demostrar que el país tiene reservas probadas para ser un socio confiable, además de buscar mercados alternativos.


Descenso en Incahuasi

Para Herland Soliz, secretario de Hidrocarburos, Energía y Minas de la Gobernación de Santa Cruz, la incertidumbre salta a la vista cuando se revisan los números de producción de los últimos días de Incahuasi, cuya capacidad fue ampliada de 8 MMm3/d a 11 MMm3/d el pasado 11 de junio en un acto en el que participó el presidente Evo Morales.

Sin embargo, datos proporcionados de la estatal YPFB a la Gobernación cruceña dan cuenta de que desde esa fecha hasta el 24 de junio la producción de gas natural bajó a 4,5 MMm3/d.

“La producción solo subió cuando se hizo el acto con el presidente. Es una muestra de que cada vez hay menos gas en el país, por eso la calificadora habla de incertidumbre”, afirmó Soliz.

El gas natural extraído del megacampo tiene como destino Argentina; y Soliz hizo notar que por época invernal se debería enviar más gas al vecino país. “Están jugando con los volúmenes. Las nominaciones están muy bajas porque no tienen un contrato seguro. Esta es una muestra clara de que hay poca producción. Es un bajón que no se tenía desde hace cuatro meses”, afirmó.


Al respecto, YPFB mencionó que con el ingreso del pozo ICS-3, la planta Incahuasi incrementó su capacidad de producción hasta los 11 MMm3/d, con lo que se garantiza el potencial y -agregó- que se encuentran trabajando en un adicional de 3 MMm3/d del pozo ICS-5, con el que el potencial del campo llegará a 14 MMm3/d. Sin embargo, no mencionaron las consultas acerca de la caída de la producción en Incahuasi (ver infografía).



viernes, 28 de junio de 2019

Potencial de gas en Incahuasi llega a 14 MMmcd


El megacampo Incahuasi, en Santa Cruz, está en fase de desarrollo y podría llegar a producir 14 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas, informó ayer el gerente de YPFB Chaco, Eduardo Paz.

El ejecutivo hizo esas declaraciones a la Red Patria Nueva en referencia a una publicación difundida por un medio de prensa cruceño, en la que se habla de una reducción en la producción del campo Incahuasi, localizado en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz.

“Me parece total y absolutamente fuera de lugar y un desconocimiento de lo que pasa en el sector de hidrocarburos (…) Creo que es una información sesgada que no guarda relación con lo que está pasando en el país”, aseveró el gerente de la estatal YPFB Chaco.

En esa línea, indicó que gracias a las inversiones de YPFB, Incahuasi incrementó su producción de 8 a 11 MMmcd recientemente y se prevé que este volumen aumente todavía más.

“Incahuasi es un campo que está en fase de desarrollo (…) puede llegar y tiene un potencial actual, en este momento, con inversiones en plantas, de 14 millones de metros cúbicos día”, aseguró el gerente de YPFB Chaco.

Asimismo, Paz indicó que la renta petrolera del departamento de Santa Cruz se incrementó de $us 264 millones —registrados en el período 1993-2005— a casi $us 3.000 millones entre 2006 y 2018.

Remarcó que YPFB Chaco y todas las empresas operadoras trabajan con la finalidad de incrementar las reservas de gas.

miércoles, 19 de junio de 2019

lunes, 17 de junio de 2019

Video Presidente de YPFB: Incahuasi Incrementa su Producción de Gas Natural

viernes, 14 de junio de 2019

Incremento de gas en Incahuasi reportará $us 2.500 MM al país


La producción adicional de 3 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas en la Planta de Procesamiento de Incahuasi generará más de $us 2.500 millones en regalías e IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos) en 20 años.

El presidente Evo Morales informó el martes que la planta Incahuasi, situada en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, incrementó su capacidad de producción de gas natural de 8 MMmcd a 11 MMmcd, con un nuevo volumen de 3 MMmcd del pozo Incahuasi 3.

El vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB, Gonzalo Saavedra, informó ayer en entrevista con la red ATB que dicha producción adicional de gas (3 MMmcd) en Incahuasi permite a la estatal petrolera garantizar la demanda interna, las exportaciones e incrementar los ingresos para el país.

“Solamente este incremento de los 3 millones de metros cúbicos por día significarán más de 2.500 millones de dólares en regalías, IDH y otras participaciones durante 20 años de producción”, informó la autoridad.

El presidente de YPFB, Óscar Barriga, indicó el martes que la planta Incahuasi fue ampliada en un año de trabajo “intenso” (mayo de 2018 a mayo de 2019), tiempo en el que se generaron 1.300 fuentes de empleo, de las cuales 800 fueron directas y 500 indirectas.

Santa Cruz sube producción
El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, mediante su cuenta de Twitter, indicó que la producción de gas en la región de Santa Cruz se incrementó de 6 MMmcd en 2005 a cerca de 20 MMmcd en 2019.

Con el incremento de producción de los 3 MMmcd de gas de Incahuasi, los ingresos en la renta petrolera de ese departamento aumentarán en más de $us 45 millones anuales adicionales, según el titular de la cartera de Hidrocarburos.

miércoles, 15 de mayo de 2019

El Estado debe devolver a Repsol $us 130 millones por Boyuy X-2


Por no haber firmado un contrato independiente para la exploración y trabajar en el área Caipipendi, YPFB tendrá que reembolsar a los operadores del pozo.

El Estado le devolverá a Repsol al menos 130 millones de dólares por la perforación del pozo Boyuy X-2, debido a que está dentro del área Caipipendi, que es operada por esa compañía y sus socios. Si se trataba de un contrato independiente, las operadoras habrían asumido el riesgo, lo que hubiese evitado el gasto, afirmaron expertos del área.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez explicó que la perforación del pozo ubicado en Tarija requirió una inversión aproximada de 130 millones de dólares por parte del titular del contrato (Repsol Bolivia, Shell Bolivia y PAE).

“En el marco de lo establecido en el Anexo D de los contratos de operación, (los gastos) serían presentados como un costo recuperable, dado que se trata de un área, en este caso Caipipendi, que se encuentra con dos campos en producción (Margarita y Huacaya)”, precisó el investigador de la fundación.

Velásquez sostuvo que la actividad exploratoria en el área de hidrocarburos se caracteriza por un alto riesgo, ya que las probabilidades de encontrar recursos en la zona tradicional (Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija) promedian el 30% y resulta normal en el sector que haya fracasos exploratorios.

Sin embargo, resaltó que el problema se hace complejo cuando estas actividades de exploración se las ejecuta “a contrarreloj” y en un contexto de caída de producción, como resultado de la falta de exploración durante más de una década.

“La situación empeora si son las mismas autoridades del sector las que han generado una falsa expectativa, anunciando anticipadamente posibles reservas, incremento de producción e ingresos adicionales por renta petrolera de un hidrocarburo que aún no ha sido encontrado”, consideró Velásquez.

En ese contexto, mencionó que desde hace más de seis años, tanto el Ministerio de Hidrocarburos como Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) llevan a cabo una serie de anuncios sobre la existencia de hidrocarburos e incluso estiman ingresos por regalías para las regiones, sin siquiera haber iniciado la perforación de un pozo.

Para el analista Hugo del Granado, la petrolera del Estado tendrá que devolver el gasto en el que incurrió la operadora Repsol y sus socios. De acuerdo con sus cálculos, éste oscilará entre los 130 y 150 millones de dólares.

“Es bueno explicar que se tendrá que devolver la inversión como costo recuperable, porque Boyuy no tiene contrato independiente, sino que es parte del bloque Caipipendi”, declaró.

En su criterio, el Gobierno no puede afirmar que la exploración de Boyuy sirvió para obtener información y ganar experiencia geológica del área, ya que ese trabajo se lo habría logrado con menores recursos, por lo que la perforación fue cara al superar los 130 millones de dólares.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que la perforación de ningún pozo exploratorio puede ser calificada de fracaso, porque hay ganancia geológica y en este caso sobre un nuevo concepto del área referente al Huamampampa profundo.

“El pozo no produjo comercialmente, como muchos otros, y punto. Es un pozo caro debido a la profundidad y dificultad geológica. Boyuy está dentro del contrato del bloque Caipipendi y, por lo que entiendo, es un costo recuperable. La palabra final la tienen YPFB y Repsol”, dijo.



Los costos recuperables en la industria de los hidrocarburos

El concepto de costos recuperables está definido en los contratos vigentes desde mayo de 2007, como los “costos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB conforme al procedimiento financiero y contable”.

El procedimiento figura como Anexo D de los contratos. Una vez aprobados, deben ser reembolsados por YPFB a las petroleras y luego auditados.

De acuerdo con la modalidad establecida, las petroleras son retribuidas por YPFB con una participación en las utilidades, que es variable para cada contrato y además con el reembolso de los costos (opex, gastos de operación) e inversiones (capex, costos de inversión), en que hayan incurrido.

YPFB dejó de publicar en su página web los reportes de costos recuperables y a la fecha se desconoce cuánto se devolvió a las operadoras petroleras que tienen contratos con Bolivia. Hasta 2012, las publicaciones fueron irregulares.

La Ley 3740 de agosto de 2007 establece que YPFB está obligado a publicar cada semestre toda la información referida a los costos recuperables y al cálculo de su participación, en su web y a través de comunicados oficiales.

YPFB afirma que el pozo es “descubridor” de estructuras

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comunicó ayer que Boyuy X-2 se convirtió en un pozo “descubridor” y que su perforación habilita la exploración de dos megaestructuras gasíferas ubicadas en el bloque Caipipendi y el área Iñiguazu. Aclaró que para su cuantificación y posterior explotación se deben perforar nuevos pozos exploratorios.

El gerente de Administración Técnica, Exploración y Desarrollo de YPFB, Javier Esquivel, señaló, a través de un comunicado, que a una profundidad cercana a los 8.000 metros se encontró el reservorio Huamampampa profundo, que hasta la fecha no había sido investigado y se descubrió gas donde ningún análisis previo indicaba la presencia de hidrocarburos en las condiciones físico-químicas como las descubiertas por el pozo Boyuy.

“En Bolivia, estadísticamente, de cada cinco pozos exploratorios perforados, uno llega a ser considerado descubridor. En términos técnicos, esto ubica al pozo Boyuy X-2 como un éxito exploratorio con 100% de efectividad, al ser el primer pozo en el área y descubridor de gas al mismo tiempo”, se lee en la nota.

En criterio de Esquivel, para convertir estas dos áreas en megacampos, los operadores recomiendan realizar mayores trabajos, más inversión y la perforación de nuevos pozos.

Con base en esa explicación, el pozo cumple su etapa de “descubridor” de gas para dar inicio a nuevas perforaciones de exploración y posterior desarrollo de Iñiguazu y Caipipendi. Esquivel dijo que lo que se viene en Boyuy son operaciones rutinarias.





sábado, 20 de abril de 2019

Gobierno inicia perforación del pozo Chaco Este X2

El municipio de Villa Montes del departamento de Tarija fue escenario del acto de inicio de perforación del pozo Chaco Exte X2 y la firma de tres contratos de exploración hidrocarburífera con la empresa Vintage Petroleum Bolivia.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, mencionó la agenda del bicentenario, entre 2019 a 2025, que prevé una inversión en Tarija $us 5.720 millones, mientras que la proyección de ingresos para este departamento es de $us 2.700 millones.

“Será la segunda era dorada de Tarija, es el mes de Tarija (Â…). En los últimos 13 años se ha invertido $us 4.200 millones y hemos tenido una renta los tarijeños, porque yo soy tarijeño, de $us 5.000 millones, nunca en la historia de Bolivia, nunca en la historia de Tarija hemos tenido tantos ingresos”, aseguró.

Al acto público asistió el presidente, Evo Morales, junto con el presidente de YPFB, Óscar Barriga y otras autoridades del sector. Se dio inicio a la perforación del pozo Chaco EsteX2; además de la negociación de tres nuevos contratos de exploración entre YPFB y Vintage Petroleum, empresa boliviana dedicada a la exploración, prospección, perforación, sondeo y otros servicios relacionados con la extracción de petróleo y gas natural.

jueves, 11 de abril de 2019

video Presidente Oscar Barriga nos habla sobre el Nuevo Pozo Incahuasi!!!

viernes, 5 de abril de 2019

Video Carlos Torrico Viceministro de Exploracion y Explotacion sobre el Pozo Boyuy

jueves, 28 de marzo de 2019

Video Viceministro de Exploracion y Explotación anuncia el nuevo Pozo Gasifero de Caigua

miércoles, 2 de mayo de 2018

Chuquisaca COD reivindica derecho a campo gasífero Incahuasi

La Central Obrera Departamental (COD) encabezó ayer una marcha en Sucre para conmemorar el Día Internacional del Trabajador y reivindicar el derecho de Chuquisaca al campo gasífero Incahuasi que se disputa con Santa Cruz.

“Chuquisaca salió a las calles para protestar por el atropello de las oligarquías cruceñas que manejaron a la Justicia a su favor. El pueblo chuquisaqueño que fue convocado para este día está firme para luchar y defender su territorio”, dijo en su discurso el secretario ejecutivo de la COD, Carlos Salazar.

En noviembre último, el Tribunal Constitucional emitió un fallo que suspende el pago de regalías por la producción del campo Incahuasi y deja los recursos en custodia en tanto se realice un estudio técnico sobre la delimitación interdepartamental entre Santa Cruz y Chuquisaca.

“En este 1 de Mayo debemos renovar nuestro compromiso por la región, nuestro compromiso para el futuro de Chuquisaca, por nuestros hijos, por nuestras familias, debemos defender el territorio que está siendo usurpado”, enfatizó Salazar.

Autoridades e instituciones de Chuquisaca se declararon en emergencia, promueven un paro cívico indefinido e instalaron piquetes de huelga de hambre después que un juez ordenara la semana pasada el descongelamiento del pago de regalías de Incahuasi a favor de Santa Cruz.

El ministro de Justicia, Héctor Arce, anunció el martes que denunciará penalmente al juez Alberto Guzmán por fallar en contra de una sentencia emitida por el Tribunal Constitucional.

martes, 1 de mayo de 2018

Video Chuquisaca se declara en Paro Civico en defensa del Campo Incahuasi

viernes, 27 de abril de 2018

Video Polemica por el Campo Incahuasi!!! Habla Chuquisaca

jueves, 26 de abril de 2018

Senado aprobó Ley de Delimitación entre Chuquisaca y Santa Cruz

El pleno de la Cámara de Senadores aprobó ayer, la Ley de delimitación del límite –tramo interdepartamental entre Chuquisaca y Santa Cruz– correspondiente a los 30 vértices del trecho admitido entre los municipios de Villa Serrano y Pucará.

En ese marco, el senador Milton Barón (MAS), en el debate, argumentó que esa ley solo pretende delimitar los 30 vértices entre los municipios de Villa Serrano y Pucará y no así los otros 90 que hacen referencia al reservorio Incahuasi.

“Yo respeto todas las intervenciones, pero hay ciertos conceptos que no los comparto, yo no sé si hemos prestado atención al proyecto de ley que hoy estamos considerando, yo quisiera que alguien me muestre si desde el articulo uno, al quinto, incluyendo la disposición abrogatoria y derogatoria; me muestre si se toca con una letra, palabra o frase que estén incluidos los 90 vértices donde se encuentra ubicado el reservorio Incahuasi”, remarcó.

Esa resolución de delimitación favorece a Santa Cruz, porque termina confirmando que el campo Incahusi está en este departamento.

Chuquisaca rechaza esta delimitación y llevó el caso hasta la Justicia, la que determinó mantener el “congelamiento” del pago de las regalías gasíferas a Santa Cruz, en tanto se realice otro estudio.

EXPLICACIÓN

En la Comisión estaba presente Gonzalo Vargas, director general de Organización Territorial del Viceministerio de Autonomías, quien explicó que en el trabajo de campo para establecer los límites entre ambos departamentos se firmó un acta de reconocimiento, que fue suscrito por los comunarios del Pucará con el municipio de Villa Serrano, el cual no estaba de acuerdo con los puntos limítrofes determinados.

“Firmaron el acta de reconocimiento, en el que una de las partes no estaba de acuerdo con los puntos establecidos, el cual está reconocido en la Ley 339 (Delimitación de Unidades Territoriales) y en su reglamento. Con el acta de reconocimiento que firmó la comunidad de Pucará se procedió a elaborar el informe del cierre del proceso y el anteproyecto de ley de delimitación se envió a la Asamblea Legislativa”, explicó la autoridad.

En la delimitación entre ambos municipios se encuentra el Río Grande, por tanto, no se puso en consideración las propuestas de límites de ambos interesados, pese a lo cual se procedió a la firma de un acta de reconocimiento.

CONFLICTOS

Los problemas empezaron cuando legisladoras de oposición de Chuquisaca cuestionaron que esa instancia sea dirigida por la senadora Adriana Salvatierra, que es de Santa Cruz, quien anteriormente emitió un criterio sobre el conflicto, con claro favoritismo, dijeron.

La diputada Lourdes Millares presentó un memorial donde solicitaba que se suspenda el tratamiento de la norma, porque no tenían los documentos completos para el tratamiento de la norma.

Salvatierra presidió la Comisión de Constitución, en suplencia del senador Ciro Zabala, que se encuentra en semana regional. Por la Comisión de Territorialidad se encontraba el senador Pedro Montes, sustituyendo a María Elba Pinckert, quien estaba también en semana regional.

Esto fue observado por Omar Aguilar, senador oficialista, quien indicó que la dirección de la sesión le correspondía a Montes, por no ser parte del conflicto, es decir, por ser representante de Oruro, que no es parte de lío limítrofe.

Pedro Montes y Silvia Guzmán objetaron el tratamiento del proyecto, porque no conocían del conflicto limítrofe, por lo que deberían tomarse el tiempo prudente para revisar el caso, por lo que ambos se abstuvieron de votar.

MEMORIAL

A la vez, se notificó de un memorial que envió el Gobernador de Chuquisaca, Esteban Urquizu, quien planteaba la suspensión del tratamiento del caso, para que tengan un plazo perentorio y presentar los fundamentos correspondientes. Sin embargo, la solicitud no tomó en cuenta la presidencia.

Salvatierra arguyó que el documento no fue tomado en cuenta, porque no fue remitido en el plazo correspondiente y que la secretaría de la comisión no tenía conocimiento del mismo, pero el memorial contaba con el sello de recibido, en fecha 25 de abril.

ACCIONES

Asimismo, en pasillos de la Asamblea Legislativa se instaló un puesto de huelga de hambre por parte del legislador cruceño Samuel Cruz, del Partido Demócrata Cristiano (PDC), donde extendió una cartulina con los colores de la bandera boliviana sobre la cual escribió: “No nos hagan pelear por Incahusi”.

Por último, Aguilar manifestó que resistirán el tratamiento del proyecto en el pleno del Senado, además que presentarán los recursos legales ante el Tribunal Constitucional Plurinacional, una vez que sea promulgada la norma.

martes, 24 de abril de 2018

Nuevo estudio delimitará área petrolera Incahuasi

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Óscar Barriga, anunció ayer que se prevé presentar en los siguientes 25 días un nuevo estudio técnico sobre el campo gasífero Incahuasi, en cumplimiento a un fallo del Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP).

“De forma específica se realiza un estudio adicional del campo Aquío-Incuahuasi para verificar si este campo es compartido o no; con los datos de georeferenciación que el Ministerio de la Presidencia nos ha remitido a YPFB la empresa a cargo nos va a entregar este estudio en el menor tiempo posible, que son de 20 a 25 días máximo”, dijo en una conferencia de prensa ofrecida en la ciudad de Santa Cruz.

En noviembre pasado, el Tribunal Constitucional Plurinacional (TCP) emitió un fallo que suspende el pago de regalías por el campo gasífero Incahuasi y deja los recursos en custodia, en tanto se realice un estudio técnico sobre la delimitación interdepartamental entre Santa Cruz y Chuquisaca.

TIEMPOS

Barriga explicó que para evitar un proceso de licitación, que implica una demora de entre 90 a 120 días, para realizar ese estudio, la petrolera firmó una adenda con la empresa Espro, que en la actualidad realiza un trabajo de cuantificación de las reservas gasíferas que existen en todo el país.

Anunció que una vez saneado el tema YPFB procederá con el pago de las regalías, en base a la normativa vigente.

Barriga invitó a autoridades de Chuquisaca y Santa Cruz a que sean parte del control y monitoreo de ese estudio georeferencial.